Необходимость использования промежуточного перегрева пара на тепловых электростанциях

В процессе работы пара в турбине конечная его влажность не должна превышать примерно 12%; такое ограничение обусловлено эрозией последних рядов рабочих лопаток каплями влаги, выделяющимися из парового потока, а также снижением КПД последних ступеней, работающих на влажном паре. Промежуточный перегрев, который в свое время вошел в энергетику, главным образом, как средство борьбы с высокой влажностью пара в последних ступенях турбин, является средством повышения термического КПД цикла [1].

Промежуточный перегрев как средство ограничения конечной влажности пара для паровых турбин докритического начального давления (до 12,7 МПа) в теплофикационных режимах работы не требуется, так как основной поток пара отбирается для внешнего потребителя, где пар еще имеет небольшой перегрев или незначительную влажность. Причем конденсационный поток пара в этом случае невелик (до 10% от номинала), поток работает в последних ступенях турбины с малым КПД, благодаря чему имеет допустимую конечную влажность. Однако для крупных паровых турбоустановок давлением 13 МПа с отопительной нагрузкой созданы варианты турбоустановок с промежуточным перегревом пара (Т-180-130 ЛМЗ).

Обычно применяется одноступенчатый промежуточный перегрев пара. Для особенно крупных энергоблоков при дорогом используемом топливе возможно применение двухступенчатого промежуточного перегрева пара. Вторая ступень промежуточного перегрева дает дополнительное повышение КПД и соответственно дополнительную экономию теплоты 1,5-2,5%, для энергетических блоков большой мощности и при дорогом топливе может оправдать усложнение и удорожание установки [2].

Существует несколько способов промежуточного перегрева пара: газовый, паровой и с промежуточным теплоносителем. В России применяется преимущественно газовый промежуточный перегрев пара (рис. 1), при котором острый пар совершает работу в ступенях цилиндра высокого давления (ЦВД), после чего направляется в котельный агрегат

(паровой котел – ПК) для повторного перегрева, который производится при постоянном давлении до температуры, обычно равной начальной температуре свежего пара 540-565°С. После перегрева пар из парового котла возвращается в цилиндр низкого давления (ЦНД) турбины и расширяется в ней до конечного давления на входе в конденсатор (К).

Рис. 1. Принципиальная схема паросиловой установки с одноступенчатым промежуточным перегревом пара.

Схемы с газовым промежуточным перегревом пара (рис. 1), обладая высокой тепловой экономичностью, имеют следующие недостатки: большая длина паропроводов и большая потеря давления в них (около 10% давления промежуточного перегрева пара), а также усложняется схема регулирования парового котла [3].

Для паровых турбин сверхкритических параметров (23,5 МПа) промежуточный перегрев пара необходим для поддержания допустимой конечной влажности пара. Причем для теплофикационных турбин при промежуточном перегреве пара возрастает температура пара, отпускаемого потребителю, ввиду этого при заданной тепловой нагрузке понижается расход пара в отбор, чем снижается эффект от повышения работы теплофикационного потока пара в турбине, обусловленного промежуточным перегревом. В России промежуточный перегрев пара применяют с турбинами Т-250-240 ЛМЗ (сверхкритического давления 23,5 МПа) [4].

В настоящее время энергоблоки с давлением пара 13 МПа и 23,5 МПа работают с начальной температурой и температурой промежуточного перегрева преимущественно 540°С, что ухудшает их тепловую экономичность, но повышает надежность. В ряде зарубежных стран появились тенденции повышения начальных параметров: новые энергоблоки имеют единичную мощность 800-1300 МВт при начальном давлении пара 24-26 МПа. В отдельных случаях применяются две ступени промежуточного перегрева пара при температурах рабочего тела 565°С [5].

При начальных параметрах пара 12,75 МПа (130 кгс/см2) и 565°С в турбинах мощностью 150 МВт и 200 МВт промежуточный перегрев до 565°С теоретически дает экономию топлива около 7% по сравнению с установкой при тех же начальных параметрах без промежуточного перегрева пара. С учетом потерь давления в трубопроводах и промежуточном перегревателе эта экономия снижается до 4%.